Про затвердження Правил про безпеку постачання природного газу
{Із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства енергетики
та вугільної промисловості
№ 591 від 23.11.2018}
Відповідно до статті 5 Закону України «Про ринок природного газу» НАКАЗУЮ:
1. Затвердити Правила про безпеку постачання природного газу, що додаються.
2. Управлінню з питань нафтогазової політики Міністерства енергетики та вугільної промисловості України (Куйда В.А.) забезпечити:
подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України в установленому порядку;
оприлюднення цього наказу на офіційному сайті Міністерства енергетики та вугільної промисловості України;
щорічне (до 01 вересня) оновлення Правил про безпеку постачання природного газу та оприлюднення на офіційному сайті Міністерства енергетики та вугільної промисловості України.
3. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.
4. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Діденка І.М.
ПРАВИЛА
про безпеку постачання природного газу
1. Ці Правила спрямовані на забезпечення безпеки постачання природного газу в Україні шляхом прогнозування та оцінки можливих ризиків, вжиття заходів для їх запобігання та зменшення можливої шкоди від реалізації таких ризиків.
2) заходи, які є обов’язковими до вжиття суб’єктами ринку природного газу (крім споживачів) для забезпечення безпеки постачання природного газу (далі - стандарти поведінки) для постачальників природного газу та щодо об’єктів газової інфраструктури;
3) виявлення та класифікацію основних ризиків щодо безпеки постачання природного газу (оцінку ризиків);
4) заходи, необхідні для зменшення впливу виявлених ризиків, зокрема, обсяг обов’язків суб’єктів ринку природного газу та строки їх виконання (далі - превентивні заходи);
5) форму та порядок подання звіту суб’єктів ринку природного газу (крім споживачів) про стан виконання заходів відповідно до цих Правил;
6) обов’язки суб’єктів владних повноважень, відповідальних за безпеку постачання природного газу.
3. Ці Правила є обов’язковими для виконання всіма суб’єктами ринку природного газу.
4. У цих Правилах терміни вживаються у значеннях, наведених у Законі України «Про ринок природного газу».
1) побутові споживачі, приєднані до газорозподільної системи;
2) підприємства, установи, організації, що здійснюють надання важливих суспільних послуг та приєднані до газотранспортної або газорозподільної системи;
{Підпункт 2 пункту 1 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
3) виробники теплової енергії для потреб споживачів, зазначених у підпунктах 1 та 2 цього пункту, за умови, що виробництво такої теплової енергії здійснюється за допомогою об’єктів, не пристосованих до зміни палива та приєднаних до газотранспортної або газорозподільної системи.
{Підпункт 3 пункту 1 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
2. Споживання природного газу захищеними споживачами, визначеними підпунктами 2 і 3 пункту 1 цієї глави, не повинно перевищувати 20 % загального обсягу споживання природного газу в Україні.
Якщо частка споживання таких споживачів у період з 01 квітня минулого календарного року по 31 березня поточного року перевищує 20 % загального обсягу споживання природного газу в Україні, то оцінка ризиків щодо безпеки постачання природного газу відповідно до цих Правил здійснюється з урахуванням припущення, що частка споживання таких захищених споживачів дорівнює 20 % загального обсягу споживання природного газу в Україні, що розподіляється пропорційно між постачальниками природного газу таких споживачів.
{Абзац другий пункту 2 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
3. Стандарти поведінки для постачальників природного газу
1. Усі постачальники природного газу зобов’язані вживати необхідних заходів для забезпечення достатнього ресурсу природного газу для потреб своїх споживачів, що належать до категорії захищених відповідно до глави 2 цього розділу, у таких випадках:
1) надзвичайні температурні умови протягом семиденного пікового періоду, статистична ймовірність настання яких становить раз на 20 років (далі - Стандарт 1);
2) будь-який період тривалістю 30 днів і більше, протягом якого спостерігається надзвичайно високий попит на природний газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років (далі - Стандарт 2);
3) вихід із ладу одного магістрального газопроводу за звичайних зимових умов на період тривалістю 30 днів (далі - Стандарт 3).
2. Заходами на виконання Стандартів 1-3 є:
1) підтримання необхідного обсягу природного газу в газосховищах;
2) укладення договорів купівлі-продажу на додаткові обсяги природного газу;
3) укладення договорів постачання природного газу із споживачами, що не є захищеними, які передбачають можливість обмеження або припинення постачання природного газу для забезпечення безпеки постачання захищеним споживачам;
3. Постачальники природного газу, що здійснюють постачання природного газу захищеним споживачам, щороку звітують про вжиття заходів на виконання Стандартів 1-3 у порядку, передбаченому цими Правилами.
4. Стандарти поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури
1. Відповідно до першого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури (далі - Стандарт N-1) у випадку виходу з ладу найбільшого магістрального газопроводу або найбільшого газосховища потужність решти об’єктів газової інфраструктури на визначеній території має забезпечувати можливість для задоволення загального попиту на природний газ на такій території протягом доби, коли спостерігається надзвичайно високий попит на природний газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років.
2. Визначеною територією для цілей Стандарту N-1 вважається територія України.
Для цілей Стандарту N-1 визначена територія може бути розширена та охоплювати територію більше, ніж однієї держави. У такому випадку перевірка виконання Стандарту N-1 здійснюється стосовно найбільшого об’єкта газової інфраструктури, що складає спільний інтерес (транскордонний газопровід або міждержавне з’єднання, газосховище), та додатково узгоджується з компетентними органами відповідних держав.
3. Щороку Міністерство енергетики та вугільної промисловості України здійснює перевірку виконання Стандарту N-1 за такою формулою:
Dmax | - | загальне споживання природного газу (у млн куб. м/доба) на визначеній території протягом доби, коли спостерігається надзвичайно високий попит на природний газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років; | |
- | максимальна добова потужність точок входу (у млн куб. м/доба), які не є точками входу з об’єктів, пов’язаних із видобутком (виробництвом) природного газу, установки LNG та газосховищ, здатних забезпечити надходження природного газу на визначену територію; | ||
- | максимальна добова виробнича потужність (у млн куб. м/доба) всіх об’єктів, пов’язаних із видобутком (виробництвом) природного газу, що здатні забезпечити надходження природного газу на визначену територію; | ||
- | максимальна потужність відбору природного газу (у млн куб. м/доба) усіх газосховищ, здатних забезпечити надходження природного газу на визначену територію; | ||
- | максимальна потужність установки LNG (у млн куб. м/доба), здатної забезпечити надходження природного газу на визначену територію; | ||
- | технічна потужність одного найбільшого магістрального газопроводу або технічна потужність відбору одного найбільшого газосховища (у млн куб. м/доба), що забезпечує надходження природного газу на визначену територію. |
Коли таке надходження забезпечується декількома пов’язаними газопроводами, які не можуть працювати ізольовано один від одного, то такі газопроводи вважаються одним газопроводом.
4. Крім перевірки виконання Стандарту N-1 за формулою, передбаченою пунктом 3 цієї глави, Міністерство енергетики та вугільної промисловості України щороку додатково здійснює перевірку виконання Стандарту N-1 з урахуванням впливу заходів для забезпечення безпеки постачання природного газу за такою формулою:
Deff | - | частина Dmax (у млн. куб. м/добу), яка у випадку перебоїв з надходження природного газу може бути задоволена завдяки вжиттю ринкових заходів щодо зменшення споживання природного газу відповідно до законодавства. |
5. Результати перевірки виконання Стандарту N-1 відповідно до пунктів 3 та 4 цієї глави враховуються під час визначення превентивних заходів на відповідний газовий рік.
6. Відповідно до другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури оператор газотранспортної системи повинен до 01 жовтня 2018 року забезпечити повноцінне сполучення з газотранспортними системами ЄС для отримання можливості двостороннього руху на всіх міждержавних з’єднаннях, крім випадків звільнення оператора від виконання такого обов’язку відповідно до пункту 8 цієї глави.
7. Оператор газотранспортної системи має право звернутися до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України із заявкою про звільнення його від обов’язку виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури повністю або частково (щодо окремих транскордонних газопроводів чи міждержавних з’єднань).
1) прогноз щодо обсягів надходження та споживання природного газу на наступний газовий рік та оцінку попиту на послуги транспортування природного газу;
2) аналіз технічних можливостей для виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури;
3) прогноз щодо витрат на виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури, в тому числі витрат на ремонт та/або реконструкцію газотранспортної системи;
4) аналіз впливу звільнення від виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури на стан безпеки постачання природного газу в Україну в наступних роках;
5) аналіз впливу звільнення від виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури на виконання Стандарту N-1;
6) інформацію щодо проведених консультацій з операторами суміжних газотранспортних систем.
8. Міністерство енергетики та вугільної промисловості України розглядає заявку оператора газотранспортної системи, подану відповідно до пункту 7 цієї глави, протягом 4 місяців з дати її подання та приймає рішення про звільнення його від обов’язку виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури, якщо це не становитиме загрозу безпеці постачання природного газу в Україні.
Міністерство енергетики та вугільної промисловості України проводить консультації з компетентним органом іноземної держави, під юрисдикцією якого перебуває відповідний оператор суміжної газотранспортної системи, з приводу звернення оператора газотранспортної системи відповідно до пункту 7 цієї глави протягом 30 календарних днів з дати його отримання.
Про прийняте рішення Секретаріат Енергетичного Співтовариства повідомляється протягом 10 робочих днів.
Міністерство енергетики та вугільної промисловості України забезпечує дотримання конфіденційності інформації, отриманої під час розгляду та прийняття рішень відповідно до цього пункту.
1. Міністерство енергетики та вугільної промисловості України щороку здійснює оцінку ризиків на наступний газовий рік.
Результати оцінки ризиків не підлягають оприлюдненню, крім інформації, визначеної пунктом 3 цієї глави.
1) визначення прогнозного обсягу споживання природного газу захищеними споживачами для цілей Стандартів 1, 2 і 3;
2) перевірку виконання Стандарту N-1, зокрема з урахуванням впливу заходів для забезпечення безпеки постачання природного газу, здійснених відповідно до цих Правил;
3) аналіз не менше двох сценаріїв кризової ситуації, які обираються на підставі попереднього досвіду з перебоями у надходженні природного газу, їх ймовірності та серйозності, а також інших відповідних факторів;
4) аналіз обраних сценаріїв на предмет ймовірності настання та серйозності їх наслідків відповідно до таблиці ризиків:
Серйозність наслідків | ||||||
Дуже висока | Середній | Високий | Високий | Високий | Високий | Ймовірність |
Висока | Середній | Середній | Високий | Високий | Високий | |
Середня | Низький | Середній | Середній | Високий | Високий | |
Низька | Низький | Низький | Середній | Середній | Високий | |
Дуже низька | Низький | Низький | Низький | Середній | Середній | |
Незначні | Малі | Значні | Серйозні | Критичні | ||
3. Оцінка ризиків здійснюється з урахуванням всіх національних та регіональних (міжнародних) обставин, що мають значення для ідентифікації та оцінки ризиків (зокрема значення природного газу в структурі первинного та вторинного споживання енергії, структури споживання природного газу, параметрів внутрішнього ринку природного газу, наявності регіонального ринку природного газу, характеристик об’єктів газової інфраструктури, в тому числі транскордонних газопроводів, міждержавних з’єднань та газопроводів), які наводяться у додатку 1 до цих Правил.
4. Суб’єкти ринку природного газу співпрацюють з Міністерством енергетики та вугільної промисловості України та на його запит надають всю необхідну інформацію для проведення оцінки ризиків відповідно до цих Правил.
1. Міністерство енергетики та вугільної промисловості України щороку визначає превентивні заходи на наступний газовий рік, виходячи з результатів проведеної оцінки ризиків.
2. Превентивні заходи визначають обсяги обов’язків суб’єктів ринку природного газу та строки їх виконання.
3. Превентивні заходи повинні базуватися на ринкових засадах та визначатися, виходячи з їх ефективності для функціонування ринку природного газу, впливу на довкілля та споживачів, а також не створювати надмірного тягаря для суб’єктів ринку природного газу та мінімізувати негативні наслідки для функціонування ринку природного газу.
7. Звітність суб’єктів ринку природного газу
1. Суб’єкти ринку природного газу (крім споживачів) подають звіт про виконання заходів, передбачених цими Правилами, згідно з формою, встановленою в додатку 2 до цих Правил.
2. Звіт про виконання заходів, передбачених цими Правилами, подається до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України щороку до 01 травня.
8. Порядок припинення (обмеження) постачання природного газу споживачам
1. Операторам газорозподільних систем (далі - ГРМ) спільно з оператором газотранспортної системи (далі - ГТС):
щороку до 15 вересня згідно з вимогами цього пункту підготувати, затвердити та надати на погодження обласним державним адміністраціям, районним державним адміністраціям в Автономній Республіці Крим та Київській і Севастопольській міським державним адміністраціям переліки споживачів, що знаходяться на території області, району Автономної Республіки Крим, міст Києва і Севастополя, постачання природного газу яким буде припинено (обмежено) у разі оголошення кризової ситуації рівня надзвичайної ситуації (далі - переліки), згідно з формою, наведеною в додатку 3 до цих Правил.
2. При погодженні переліків, поданих операторами ГРМ спільно з оператором ГТС, обласні державні адміністрації, районні державні адміністрації в Автономній Республіці Крим та Київська і Севастопольська міські державні адміністрації проводять консультації з іншими суб'єктами, до систем яких приєднані споживачі.
3. Переліки передбачають розподіл споживачів, що знаходяться на території відповідної області, району Автономної Республіки Крим, міст Києва і Севастополя, на п'ять груп із послідовністю, яка має відповідати черговості припинення (обмеження) постачання природного газу до кожного зі споживачів у разі оголошення кризової ситуації рівня надзвичайної ситуації, при цьому до першої групи належать споживачі, постачання природного газу яким в умовах кризової ситуації рівня надзвичайної ситуації припиняється (обмежується) у першу чергу, а до п'ятої - споживачі, у тому числі захищені, постачання природного газу яким припиняється (обмежується) в останню чергу. Якщо обсяг споживання природного газу захищених споживачів перевищує 20 % від загального обсягу споживання природного газу на території відповідної області, району Автономної Республіки Крим, міст Києва і Севастополя, такі споживачі можуть бути віднесені до попередньої (попередніх) групи (груп) з урахуванням пріоритетності забезпечення природним газом захищених споживачів.
Під час формування переліків споживачі, у тому числі захищені, постачання природного газу яким обумовлено особливими технічними обмеженнями при певних порушеннях у функціонуванні ГТС, належать до першої групи за ініціативою оператора ГТС.
Групи формуються так, щоб припинення (обмеження) постачання природного газу споживачам кожної групи забезпечувало оперативне зменшення загального обсягу споживання природного газу на території відповідної області, району Автономної Республіки Крим, міст Києва і Севастополя, на 20 ± 3 % (при цьому загальний обсяг споживання природного газу відповідною областю, районом Автономної Республіки Крим, містами Київ і Севастополь визначається за даними попереднього опалювального періоду, що тривав з 15 жовтня минулого року до 15 квітня поточного року).
При визначенні послідовності припинення (обмеження) постачання газу споживачам в межах кожної групи враховуються такі фактори:
1) приналежність споживачів до категорії захищених споживачів та/або споживачів, у тому числі захищених, постачання природного газу яким обумовлено особливими технічними обмеженнями при певних порушеннях у функціонуванні ГТС;
2) здатність споживачів перевести об'єкти на резервні види палива та час, необхідний для такого переведення;
3) технологічний мінімум споживання природного газу, який визначається з урахуванням виробничого циклу та часу, необхідного для обмеження постачання природного газу до технологічного мінімуму;
4) середній обсяг споживання природного газу протягом доби відповідним споживачем (за даними попереднього опалювального періоду, що тривав з 15 жовтня минулого календарного року до 15 квітня поточного року);
5) необхідність забезпечення життєво важливих потреб населення, зокрема за рахунок надання важливих суспільних послуг.
Захищені споживачі, що здійснюють надання важливих суспільних послуг на території відповідної області, району Автономної Республіки Крим, міст Києва і Севастополя, визначаються операторами ГРМ спільно з обласними державними адміністраціями, районними державними адміністраціями в Автономній Республіці Крим та Київською і Севастопольською міськими державними адміністраціями і включають підприємства, установи, організації, які, зокрема:
здійснюють виробництво харчових продуктів, призначених для щоденного споживання населення, харчових продуктів тваринного походження, у тому числі, якщо це пов'язано з переробкою швидкопсувних продуктів;
забезпечують переробку відходів;
забезпечують роботу закладів охорони здоров'я;
забезпечують функціонування рятувальних служб, правоохоронних органів, пенітенціарної служби, інших органів державної влади, органів місцевого самоврядування, водопровідно-каналізаційних господарств, крематоріїв.
{Розділ I доповнено новою главою 8 згідно з Наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
ІІ. Превентивні заходи на газовий рік 2018/2019
{Назва розділу II із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
1. Превентивні заходи вживаються з метою попередження настання негативних наслідків сценаріїв кризової ситуації, що відповідають середньому та високому рівню ризику відповідно до таблиці ризиків.
2. На підставі оцінки ризиків на відповідний газовий рік такі превентивні заходи є обов’язковими для виконання суб’єктами ринку природного газу:
1) всі суб’єкти ринку природного газу зобов’язані:
дотримуватися дисципліни газовикористання, яка полягає в неухильному виконанні вимог технічних норм та стандартів безпеки, інших вимог законодавства, обов’язків за договорами з іншими суб’єктами ринку природного газу, недопущенні завдання їм шкоди внаслідок невиконання або неналежного виконання своїх обов’язків за такими договорами, а також у добросовісному співробітництві з іншими суб’єктами ринку природного газу;
негайно повідомляти Міністерство енергетики та вугільної промисловості України про факти або обставини, що можуть складати загрозу для безпеки постачання природного газу в Україні;
2) оператор газотранспортної системи зобов’язаний:
при обґрунтованому попиті на додаткову потужність вживати заходів щодо збільшення потужності газотранспортної системи на точках входу із суміжних газотранспортних систем ЄС для потреб замовників, зокрема шляхом інвестиційного планування та будівництва нових або реконструкції існуючих газопроводів (якщо це є економічно доцільним та відповідає інтересам безпеки постачання природного газу), а також здійснення операцій заміщення природного газу;
забезпечувати взаємодію із операторами суміжних газотранспортних систем ЄС шляхом укладення та належного виконання угод про сполучення транскордонних газопроводів, зокрема для здійснення спільного реагування та подолання наслідків кризової ситуації, а також реалізації спільних проектів щодо розвитку газотранспортних систем;
вживати додаткових заходів для уникнення протиправних посягань щодо об’єктів газової інфраструктури, зокрема заходів з посилення охорони особливо важливих об’єктів;
до 01 січня 2019 року надавати копії планів локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій Міністерству енергетики та вугільної промисловості України;
{Абзац п'ятий підпункту 2 пункту 2 розділу II в редакції Наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
вживати заходів щодо дотримання та контролю за дисципліною газовикористання споживачами, приєднаними до газотранспортної системи, відповідно до договірних обсягів постачання природного газу та у встановленому законодавством порядку проводити заходи щодо припинення транспортування природного газу;
до 01 січня 2016 року розробити та подати до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України план заходів щодо скорочення виробничо-технологічних витрат та втрат природного газу при його транспортуванні;
здійснювати планові ремонтні роботи та роботи з модернізації газотранспортної системи виключно у періоди низького споживання природного газу;
3) оператори газорозподільних систем зобов’язані:
забезпечити постійний моніторинг та контроль за використанням природного газу споживачами, приєднаними до газорозподільної системи, відповідно до договірних обсягів постачання природного газу та у встановленому законодавством порядку проводити заходи щодо припинення розподілу природного газу;
вживати додаткових заходів для уникнення протиправних посягань на об’єкти газової інфраструктури, як це передбачено підпунктом 1 цього пункту;
до 01 січня 2019 року надавати копії планів локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій Міністерству енергетики та вугільної промисловості України;
{Абзац четвертий підпункту 3 пункту 2 розділу II в редакції Наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
до 01 січня 2016 року розробити та подати до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України план заходів щодо скорочення виробничо-технологічних витрат та втрат природного газу при його розподілі;
здійснювати планові ремонтні роботи та роботи з модернізації газорозподільної системи виключно у періоди низького споживання природного газу;
4) оператори газосховищ зобов’язані:
забезпечувати зберігання (відбір, закачування) природного газу із наданням максимального активного обсягу зберігання газу для потреб замовників та максимальної продуктивності закачування/відбору газу в/з газосховища (газосховищ), у тому числі шляхом застосування процедури заміщення природного газу;
вживати додаткових заходів для уникнення протиправних посягань на об’єкти газової інфраструктури, як це передбачено підпунктом 1 цього пункту;
до 01 січня 2019 року надавати копії планів локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій Міністерству енергетики та вугільної промисловості України;
{Абзац четвертий підпункту 4 пункту 2 розділу II в редакції Наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
5) Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» зобов’язана забезпечити надходження достатніх обсягів природного газу для задоволення потреб її захищених споживачів під час опалювального періоду 2018/2019 року з урахуванням стандартів поведінки, визначених главою 3 розділу I цих Правил;
{Підпункт 5 пункту 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
6) суб’єкти ринку природного газу, що провадять діяльність з видобутку (виробництва) природного газу, зобов’язані:
вживати заходів щодо підвищення видобутку природного газу;
{Підпункт 6 пункту 2 розділу II доповнено новим абзацом другим згідно з Наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
вживати заходів щодо підвищення спроможності до реагування на кризову ситуацію об’єктів, пов’язаних з видобутком природного газу;
координувати проведення планових ремонтних робіт та робіт з модернізації з відповідним оператором об’єкта газової інфраструктури та за можливості виконувати їх у період низького споживання природного газу;
7) постачальники природного газу зобов’язані:
забезпечувати ресурс природного газу для потреб своїх споживачів на підставі короткострокових та довгострокових договорів з урахуванням необхідності диверсифікації джерел надходження природного газу;
укладати договори купівлі-продажу природного газу для реагування на потреби споживачів при кризовій ситуації;
8) постачальники природного газу та оптові продавці зобов’язані надавати Міністерству енергетики та вугільної промисловості України інформацію про умови договорів купівлі-продажу природного газу, в яких вони виступають покупцями, та умови договорів постачання природного газу, у яких вони виступають споживачами, якщо такі договори укладені строком більше ніж на 1 рік та іншою стороною такого договору є оптовий продавець або постачальник природного газу з держави, що не є стороною Енергетичного Співтовариства, а саме: тривалість договору, загальний обсяг продажу або постачання за договором, річний обсяг продажу або постачання за договором, середньомісячний обсяг продажу або постачання за договором, максимальний обсяг продажу або постачання за договором у випадку надзвичайної ситуації, пункт приймання-передачі природного газу.
Директор Департаменту |
|
ОЦІНКА
ризиків щодо безпеки постачання природного газу на газовий рік
(період 2018/2019 року)
Параметри внутрішнього ринку природного газу
1. Характеристики об'єктів газової інфраструктури України
1. Газотранспортна система, що перебуває у державній власності, включає магістральні газопроводи, газопроводи-відгалуження, газоперекачувальні агрегати, газорозподільні станції, інше технологічне обладнання, має такі основні характеристики:
Параметри ГТС | Одиниця виміру | Кількість |
1. Довжина газопроводів, усього, | тис. км | 37,93 |
Довжина газопроводів, які знаходяться на тимчасово | км |
|
Довжина газопроводів, які знаходяться на тимчасово окупованих |
|
|
2. Продуктивність ГТС | млрд м3 / рік |
|
3. Кількість компресорних станцій (компресорних цехів) | шт. | 73 (111) |
у т. ч. на ТОТ Донецької та Луганської областей | шт. | 3 (3) |
4. Кількість газоперекачувальних агрегатів | шт. | 705 |
у т. ч. на ТОТ Донецької та Луганської областей | шт. | 35 |
5. Потужність компресорних станцій | МВт | 5496 |
у т. ч. на ТОТ Донецької та Луганської областей | МВт | 175 |
6. Кількість газорозподільних станцій (ГРС) | шт. | 1472 |
На ТОТ | шт. | 83 |
Розташування основних газопроводів, точок входу/виходу та структура ГТС мають такий вигляд:
Величини потужності точок входу/виходу ГТС з/до суміжних газотранспортних систем мають такі значення:
Точки входу/виходу ГТС з/до суміжних газотранспортних систем | Добова потужність, млн куб. м / добу |
За окремими точками входу: |
|
За точками виходу: |
|
__________
* Ця точка потужності виключена з показників потужності за точками входу, тому що така точка знаходиться на ТОТ Донецької та Луганської областей.
** В дужках зазначено потужність під час роботи тільки МГ Комарно - Дроздовичі Ду 700.
Динаміка використання потужності точок входу/виходу ГТС з/до суміжних газотранспортних систем за 2009-2017 роки:
Джерело: НАК "Нафтогаз України"
Оператором ГТС є акціонерне товариство "Укртрансгаз" (далі - АТ "Укртрансгаз"), 100 % акцій якого належать Національній акціонерній компанії "Нафтогаз України" (далі - "Нафтогаз України").
ГТС сполучена на сході та півночі з ГТС Російської Федерації (далі - РФ) та Республіки Білорусь (далі - РБ). На кордоні з РФ та РБ розташовані такі точки входу, через які транспортується природний газ, призначений для споживачів України та ЄС: Суджа (РФ), Писарівка (РФ), Сохранівка (РФ), Валуйки (РФ), Серебрянка (РФ), Мозир (РБ), Кобрин (РБ), Прохорівка (РФ), Платово (РФ). На кордоні з РФ розташована точка виходу: Прохорівка (РФ).
Взаємодія щодо руху природного газу через точки входу на кордоні з РФ та РБ здійснюється на підставі відповідного договору 2009 року між публічним акціонерним товариством "Газпром" (з липня 2015 року - Публічне акціонерне товариство "Газпром", далі - ПАТ "Газпром") (РФ) та НАК "Нафтогаз України".
ГТС сполучена на північному заході з ГТС Польщі. На кордоні з Польщею розташована точка виходу Дроздовичі, через яку транспортується природний газ, призначений для споживачів Польщі та ЄС. На кордоні з Польщею розташована точка входу Германовичі, через яку природний газ транспортується в напрямку України.
Взаємодія щодо руху природного газу через ці точки здійснюється з 2006 року на підставі операторської угоди між оператором ГТС Польщі (GAZ-SYSTEM) та України (АТ "Укртрансгаз"), а також доповнень до цієї угоди від 2012, 2014 та 2017 років. Також тривають переговори щодо укладення нової угоди.
На заході країни ГТС сполучена з ГТС Словаччини. На кордоні зі Словаччиною розташована точка виходу Ужгород, через яку рухається природний газ, призначений для споживачів Словаччини та ЄС. На кордоні зі Словаччиною у 2014 році також створена точка входу Будінце, через яку рухається природний газ, призначений для споживачів України.
Взаємодія щодо руху природного газу через точку входу Будінце здійснюється з 2014 року на підставі Меморандуму про взаєморозуміння та Угоди про взаємодію, укладених між операторами ГТС Словаччини (Eustream a.s.) та України (АТ "Укртрансгаз"). АТ "Укртрансгаз" не здійснює прямої взаємодії із словацькою стороною щодо точки Ужгород, що унеможливлюється присутністю афілійованої з ПАТ "Газпром" компанії в цій точці та наявністю підписаних довгострокових угод оператора ГТС Словаччини з цією компанією до 2022 року.
ГТС сполучена на заході також з ГТС Угорщини. На кордоні з Угорщиною розташована точка виходу Берегове, через яку рухається природний газ, призначений для споживачів Угорщини та ЄС. На кордоні з Угорщиною також розташована точка входу Берегдароц, через яку здійснюється транспортування газу з європейського напряму до України.
Взаємодія щодо руху природного газу через ці точки з 01 червня 2015 року здійснюється на підставі Угоди про взаємодію між оператором ГТС Угорщини (FGSZ) та АТ "Укртрансгаз".
ГТС сполучена на південному заході з ГТС Румунії. На кордоні з Румунією розташовані такі точки виходу, через які рухається природний газ, призначений для споживачів Румунії та ЄС: Орлівка - Ісакча, Теково - Медіаш Ауріт. АТ "Укртрансгаз" веде переговори з оператором ГТС Румунії щодо укладення угод про взаємодію по цим точкам. 20 липня 2016 року між АТ "Укртрансгаз" і оператором ГТС Румунії (SNTGN Transgaz S.A.) було підписано Угоду про взаємодію щодо точки входу/виходу Ісакча - Орлівка (Транзит 1).
У травні 2018 року АТ "Укртрансгаз" успішно завершило проведення оцінки попиту на потужності точок входу в Україну з Румунії по "Трансбалканському трубопроводу". 17 травня 2018 року 11 провідних європейських та українських газових трейдерів висловили зацікавленість у транспортуванні природного газу за напрямком Румунія - Україна. Рівень попиту на потужність сягнув 10 млрд куб. м на рік.
ГТС сполучена на півдні також з ГТС Молдови. На кордоні з Молдовою розташовані такі точки виходу: Олексіївка, Гребеники, Ананьїв. Через точку Гребеники здійснюється транспортування природного газу, призначеного для споживачів України, Молдови та ЄС.
На кордоні з Молдовою розташована точка входу Каушани. Через цю точку здійснюється транспортування природного газу, призначеного для споживачів України, Молдови та ЄС.
2. ГРМ складаються з розподільних газопроводів, газорегуляторних пунктів, установок електрохімічного захисту від корозії та іншого технологічного обладнання.
Інформація щодо рівня газифікації та оснащення лічильниками газу побутових споживачів в Україні наведена у таблиці:
Область | Рівень газифікації (станом на 01 січня 2016 року, у %) | Оснащення лічильниками газу побутових споживачів (у %) | |
станом на 01 червня 2016 року | станом на 01 січня 2018 року | ||
Усього по Україні | 70,64 | 73,2 | 87 |
у тому числі: |
|
|
|
Вінницька | 56 | 91,9 | 97 |
Волинська | 66 | 80,0 | 94 |
Дніпропетровська | 86 | 63,4** | 90 |
Донецька | 62*** | 52,2**** | 64 |
Житомирська | 62 | 88,8 | 94 |
Закарпатська | 67 | 98,5 | 99 |
Запорізька | 73 | 61,7 | 84 |
Івано-Франківська | 82 | 93,6 | 98 |
Кіровоградська | 51 | 89,5 | 92 |
Київська | 91 | 92 | 96 |
Луганська*** | 71 | 81,2 | 82 |
Львівська | 87 | 76,8 | 96 |
Миколаївська | 73 | 82,9 | 88 |
Одеська | 67 | 83,1 | 92 |
Полтавська | 87 | 71,4 | 87 |
Рівненська | 64 | 76,9 | 94 |
Сумська | 69 | 87,8 | 92 |
Тернопільська | 80 | 79,2 | 100 |
Харківська | 76 | 95 | 89 |
Херсонська | 59 | 54,8 | 94 |
Хмельницька | 72 | 83,1 | 99 |
Черкаська | 66 | 88,7 | 85 |
Чернівецька | 67 | 82,1 | 95 |
Чернігівська | 62 | 88,6 | 98 |
м. Київ | 70 | 79,8 | 54 |
Джерело: Державна служба статистики України, НАК "Нафтогаз України", Регулятор
__________
* Дані по АР Крим та м. Севастополь - станом на 01 січня 2014 року, дані за 2014 - 2016 роки відсутні.
** Дані по ПАТ "Дніпропетровськгаз" - станом на 01 березня 2016 року.
*** Дані по Донецькій та Луганській областях - станом на 01 липня 2014 року.
**** Дані по ПАТ "Донецькміськгаз" та ПАТ "Макіївкагаз" - станом на 01 березня 2015 року, без частини ПАТ "Донецькоблгаз".
Станом на 01 січня 2018 року без обліку за даними операторів ГРМ залишається близько 1,4 млн абонентів, які використовують природний газ тільки для приготування їжі.
Інформація щодо оснащення лічильниками газу населення станом на 01.01.2018 року
Джерело: НКРЕКП, http://h8.nerc.gov.ua/?id=16103
Більшість споживачів приєднана до газорозподільних систем. Виняток складають 199 споживачів, які безпосередньо приєднані до ГТС.
Станом на 01 червня 2018 року діяльність з розподілу природного газу здійснюють такі компанії:
№ з/п | Найменування компанії |
1 | ПАТ "Київгаз" |
2 | ПАТ "Одесагаз" |
3 | ВАТ "Кіровоградгаз" |
4 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Вінницягаз" |
5 | ПАТ "Мелітопольгаз" |
6 | ПАТ по газопостачанню та газифікації "Макіївкагаз" |
7 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Закарпатгаз" |
8 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Маріупольгаз" |
9 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Черкасигаз" |
10 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Тернопільміськгаз" |
11 | ПАТ "Дніпрогаз" |
12 | ПАТ "Харківгаз" |
13 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Чернівцігаз" |
14 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Чернігівгаз" |
15 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Івано-Франківськгаз" |
16 | ПАТ "Коростишівгаз" |
17 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Шепетівкагаз" |
18 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Гадячгаз" |
19 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Полтавагаз" |
20 | ПАТ "Харківміськгаз" |
21 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Київоблгаз" |
22 | ПАТ "Херсонгаз" |
23 | ПАТ "Кременчукгаз" |
24 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Донецькміськгаз" |
25 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Лубнигаз" |
26 | ПАТ "Криворіжгаз" |
27 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Донецькоблгаз" |
28 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Волиньгаз" |
29 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Тернопільгаз" |
30 | ПП "Укргазпром" |
31 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Дніпропетровськгаз" |
32 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Запоріжгаз" |
33 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Житомиргаз" |
34 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Сумигаз" |
35 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Хмельницькгаз" |
36 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Миколаївгаз" |
37 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Луганськгаз" |
38 | ПАТ "Тисменицягаз" |
39 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Рівнегаз" |
40 | ДП "Монтажник" ТОВ "Торговий дім "ВАЛІНОР" |
41 | ПАТ по газопостачанню і газифікації "Львівгаз" |
42 | ТОВ "Газпостачсервіс" |
43 | ТОВ "Газовик" |
44 | ДП "Новороздільське державне гірничо-хімічне підприємство "Сірка" |
45 | ПАТ "Уманьгаз" |
46 | ТОВ "СПЕКТРГАЗ" |
Джерело: Регулятор, Реєстр суб'єктів природних монополій, які провадять господарську діяльність у сфері енергетики станом на 01 червня 2018 року.
__________ |
|
3. На території України розташовані 13 підземних сховищ газу, 12 з яких (потужністю 31 млрд куб. м) експлуатуються АТ "Укртрансгаз", а одне (потужністю до 1 млрд куб. м) розташоване на півострові Крим, що є тимчасово окупованою територією України. Максимальна потужність відбору з усіх ПСГ складає 260,1 млн куб. м / добу. Інформація по 12 газосховищах АТ "Укртрансгаз" наведена нижче:
Назва газосховища | Тип ПСГ | Робочий обсяг, млн куб. м |
Угерське | Виснажене родовище | 1,900.0 |
Більче-Волицько-Угерське | Виснажене родовище | 17,050.0 |
Дашавське | Виснажене родовище | 2,150.0 |
Опарське | Виснажене родовище | 1,920.0 |
Богородчанське | Виснажене родовище | 2,300.0 |
Олишівське | Водоносний горизонт | 310.0 |
Червонопартизанське | Водоносний горизонт | 1,500.0 |
Солохівське | Виснажене родовище | 1,300.0 |
Пролетарське | Виснажене родовище | 1,000.0 |
Кегичівське | Виснажене родовище | 700.0 |
Краснопопівське | Виснажене родовище | 420.0 |
Вергунське (ТОТ) | Виснажене родовище | 400.0 |
Усього |
| 30,950.0 |
Схема географічного розташування ПСГ та наявних обсягів природного газу:
Джерело: Naftogaz Europe, http://naftogaz-europe.com/article/ua/ukrstorage
На тимчасово окупованій території України в межах Луганської і Донецької областей розташоване Вергунське ПСГ. У зв'язку з цим АТ "Укртрансгаз" не має можливості здійснювати контроль за діяльністю цього газосховища.
Протягом жовтня - травня значно збільшується добова амплітуда коливань транспортування природного газу через міждержавні з'єднання в напрямку країн ЄС. Враховуючи протяжність транспортування природного газу від кордону з РФ до країн Європи (час транспортування потребує до 36 годин), з метою мінімального по часу виконання замовлень здійснюється компенсація даних коливань шляхом відбору природного газу з ПСГ. Відбуваються систематичні амплітудні збільшення споживання природного газу споживачами України (в першу чергу пов'язані з різкими змінами температури навколишнього середовища).
З метою забезпечення природним газом споживачів України ресурс надходження природного газу від газовидобувних підприємств України є рівномірним протягом року, надходження імпортованого газу не є рівномірним протягом місяця, а максимальний добовий відбір газу з ПСГ обмежений технічними параметрами сховищ і залежить від обсягів активного газу в них: чим менше газу в ПСГ, тим менший обсяг газу можливо відібрати за одиницю часу.
Компенсація нерівномірності транспортування природного газу як споживачами Європи, так і споживачами України забезпечується наявними обсягами газу в ПСГ.
Динаміка обсягів природного газу в ПСГ (без АР Крим) на початку січня 2011 - 2018 років (млрд куб. м):
Назва газосховища | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
Угерське | 0,298 | 0,511 | 0,426 | 0,423 | 0,457 | 0,540 |
Більче-Волицько-Угерське | 8,043 | 6,741 | 5,879 | 7,007 | 6,176 | 7,706 |
Дашавське | 1,671 | 1,780 | 1,266 | 1,300 | 1,400 | 1,588 |
Опарське | 0,444 | 0,560 | 0,356 | 0,339 | 0,354 | 0,526 |
Богородчанське | 1,431 | 1,836 | 1,416 | 1,586 | 0,964 | 1,251 |
Олишівське | 0,130 | 0,102 | 0,097 | 0,096 | 0,096 | 0,096 |
Червонопартизанське | 0,674 | 0,599 | 0,686 | 1,068 | 0,857 | 0,986 |
Солохівське | 0,592 | 0,436 | 0,130 | 0,580 | 0,491 | 0,493 |
Пролетарське | 0,974 | 0,833 | 0,571 | 0,798 | 0,475 | 0,526 |
Кегичівське | 0,435 | 0,255 | 0,349 | 0,537 | 0,412 | 0,628 |
Краснопопівське | 0,062 | 0,032 | 0,017 | 0,081 | 0,128 | 0,140 |
Вергунське | 0,197 | 0,181 | 0,176 | 0,176 | 0,176 | 0,176 |
Разом | 14,953 | 13,865 | 11,368 | 13,992 | 11,986 | 14,655 |
4. Станом на 01 січня 2018 року установка LNG в Україні відсутня.
2. Внутрішній видобуток природного газу
1. Схема географічного розташування родовищ вуглеводнів (у тому числі природного газу):
2. У 2011 та 2012 роках частка природного газу власного видобутку у загальному обсязі річного споживання природного газу становила близько 37 %. У ці роки не відбувалося значних змін у структурі видобутку та споживання газу в Україні. Починаючи з 2013 року, спостерігається зростання частки газу власного видобутку (42 % - у 2013 році; 48 % - у 2014 році), що зумовлено передусім скороченням загальних обсягів споживання. У 2015 році природний газ власного видобутку забезпечив 59 % від загального обсягу використання природного газу в Україні, у 2016 році - 60,5 %, у 2017 році - 64,26 %.
Динаміка зростання частки видобутого газу у загальному споживанні зображена нижче:
3. Обсяг видобутку природного газу в Україні за 2011-2017 роки (у млрд куб. м):
2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | |
АТ "Укргазвидобування" | 14,9 | 15,0 | 15,1 | 15,1 | 14,5 | 14,6 | 15,3 |
АТ "Укрнафта" | 2,1 | 2,0 | 1,9 | 1,7 | 1,5 | 1,3 | 1,1 |
ДАТ "Чорноморнафтогаз" | 1,1 | 1,3 | 1,7 | 0,3 | 0,0 | 0,0103 | 0,01 |
Інші | 2,5 | 2,3 | 2,8 | 3,3 | 3,9 | 4,15 | 4,1 |
Видобуток, усього | 20,6 | 20,5 | 21,4 | 20,5 | 19,9 | 20,07 | 20,5 |
Так, у 2017 році в Україні було видобуто 20,5 млрд куб. м природного газу, з них:
16,4 млрд куб. м видобуто суб'єктами господарювання, що входять до НАК "Нафтогаз України" (АТ "Укргазвидобування", АТ "Укрнафта", ДАТ "Чорноморнафтогаз", без урахування потужностей, розташованих на тимчасово окупованих територіях);
4,1 млрд куб. м видобуто приватними компаніями.
Максимальна добова виробнича потужність протягом пікового місяця за 2011-2017 роки (млн куб. м):
4. У 2017 році обсяг видобутку природного газу АТ "Укргазвидобування" зріс (порівняно з 2016 роком) і становив 15,3 млрд куб. м. АТ "Укрнафта" скоротило обсяг видобутку. Через тимчасову окупацію Кримського півострова, яка розпочалася в березні 2014 року, Україна отримала у 2017 році лише 10 млн куб. м газу в межах договорів спільної діяльності з ДАТ "Чорноморнафтогаз" (порівняно з 0,3 млрд куб. м у 2014 році).
5. Концепція розвитку газовидобувної галузі України (далі - Концепція), схвалена розпорядженням Уряду від 28 грудня 2016 року № 1079-р, передбачає збільшення видобутку природного газу для державного і приватного сегментів до 27,6 млрд куб. м у 2020 році, зокрема, до 20,1 млрд куб. м / рік - для АТ "Укргазвидобування" та понад 7,4 млрд куб. м / рік - для АТ "Укрнафта" і приватних компаній.
1. Джерела надходження природного газу в 2013-2017 роках (у млрд куб. м):
| 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | |||||
Зміна запасів | - 2.7 | - 8.46 % | 2,03 | 6,12 % | - 2,5 | - 7,6 % | 2,6 | 6,2 % | 1,0 | 1,9 % |
Імпорт з країн ЄС | 14.1 | 44.2 % | 11,08 | 33,39 | 10,3 | 30,5 % | 5,0 | 11,8 % | 2,1 | 4,2 % |
Імпорт з РФ | 0 | 0 | 0 | 0 | 6,1 | 18,2 % | 14,5 | 33,9 % | 25,8 | 51,3 % |
Власний видобуток | 20.5 | 64.26 % | 20,07 | 60,49 % | 19,9 | 58,9 % | 20,5 | 48,1 % | 21,5 | 42,6 % |
Усього | 31.9 | 100 % | 33,18 | 100 % | 33,8 | 100,0 % | 42,6 | 100 % | 50,4 | 100,0 % |
2. Деяке скорочення частки імпорту порівняно з попередніми роками відбулось завдяки продовженню оптимізації і скороченню обсягів споживання, зменшенню обсягів закупівлі газу на європейських ринках, незважаючи на сприятливу кон'юнктуру, і потребі створення достатніх запасів газу в газосховищах для проходження опалювального сезону.
Обсяг імпорту природного газу Україною в 2017 році становив майже 14,1 млрд куб. м.
Імпорт природного газу з РФ протягом 2016-2017 років не здійснювався.
Важливим результатом 2017 року також стало істотне збільшення обсягів імпорту компаніями, що не належать до НАК "Нафтогаз України" (приватні імпортери). У 2017 році приватні постачальники імпортували у 1,9 разів більше природного газу, ніж у 2016 році: 5,4 млрд куб. м проти 2,9 млрд куб. м відповідно (для порівняння у 2015 році - 1,1 млрд куб. м).
3. Структура імпорту природного газу між напрямками і отримувачами у 2014-2016 роках:
Розподіл імпорту за напрямками та отримувачами | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
Усього (у млрд куб. м) | 19,5 | 16,4 | 11,08 | 14,1 |
для НАК "Нафтогаз України", усього | 19,3 | 15,4 | 8,17 | 8,7 |
з РФ | 14,4 | 6,1 | 0 | 0 |
з країн ЄС | 4,9 | 9,2 | 8,17 | 8,6 |
для інших компаній, усього | 0,2 | 1,1 | 2,93 | 5,4 |
з РФ | 0,1 | - | 0 | 0 |
з країн ЄС | 0,1 | 1,1 | 2,93 | 5,4 |
Динаміка і структура імпорту природного газу зображена нижче:
Джерело: Naftogaz Europe, http://naftogaz-europe.com/article/ua/importgazu20162017
4. Структура імпорту природного газу за точками входу до ГТС у 2014-2017 роках:
Розподіл імпорту за точками входу | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
Усього (млрд куб. м) | 19,5 | 16,4 | 11,08 | 14,05 |
з РФ | 14,5 | 6,1 | 0 | 0 |
з країн ЄС, усього | 5,0 | 10,3 | 11,08 | 14,05 |
з території Словаччини (ГВС Будінце) | 3,6 | 9,7 | 9,08 | 9,91 |
з території Угорщини (ГВС Берегдароц) | 0,6 | 0,5 | 1,03 | 2,835 |
з території Польщі (ГВС Германовичі) | 0,9 | 0,1 | 0,97 | 1,305 |
1. Природний газ залишається одним з основних енергоресурсів в балансі споживання первинних джерел енергії. У 2014-2017 роках його частка зменшилась з 34,6 % до 31,2 %. Зменшення частки природного газу було компенсовано переважно зростанням частки нафти, ядерної та гідроенергії. В цілому ж загальне споживання первинних джерел енергії в Україні за 2016-2017 роки скоротилося з 86,1 до 81,9 (для порівняння у 2015 році - 101 млн т. н. е.).
2. У 2017 році Україна спожила майже 32 млрд куб. м природного газу, що на 1,2 млрд куб. м або на майже 3,7 % менше ніж у 2016 році (33,2 млрд куб. м). Цей показник став найменшим за останні 19 років.
Джерело: НАК "Нафтогаз України"
3. Розподіл споживання природного газу за категоріями споживачів у 2012-2017 роках (у млрд куб. м):
Категорія споживача | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
Побутові споживачі | 17,4 | 16,9 | 15,1 | 11,3 | 11,9 | 11.2 |
Бюджетні організації | 0,9 | 0,8 | 0,7 | 0,5 | 0,5 | 0.5 |
Виробники теплової енергії для потреб населення | 8,4 | 8,3 | 7,1 | 5,9 | 5,7 | 4.6 |
Виробники теплової енергії для потреб бюджетних організацій | н/д | н/д | 1,1 | 1,2 | 1,6 | 1.0 |
Промислові споживачі | 24,1 | 20,1 | 14,6 | 11,34 | 9,9* | 9.1 |
у тому числі: | ||||||
енергетичний комплекс | 5,1 | 4,2 | 3,4 | 2,5 | ||
гірничо-металургійний комплекс | 5,3 | 4,4 | 3,7 | 2,9 | ||
хімічний комплекс | 7,4 | 5,9 | 3,9 | 3,2 | ||
Технологічні потреби при транспортуванні, розподілі та видобуванні | 4,0 | 4,3 | 3,8 | 3,3 | 3,6 | 4.4 |
Споживання на тимчасово окупованій території України | 0,4 | 0,4 | 0,01 |
| ||
Несанкціонований відбір, неоформлені обсяги, небаланс | 1.1 | |||||
Усього | 54,8 | 50,4 | 42,6 | 33,8 | 33,2 | 31,9 |
__________
* З 2016 року промисловість не розподіляється за категоріями згідно з даними АТ "Укртрансгаз".
4. Споживання природного газу за регіонами в період 2014-2017 років (млрд куб. м) (без врахування виробничо-технологічних витрат під час видобування та транспортування природного газу):
РЕГІОН | Використано газу | |||
2014 | 2015 | 2016 | 2017 | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Всього, у т. ч.: | 39,39 | 31,03 | 30,39 | 28,37 |
Вінницька | 1,04 | 0,83 | 0,93 | 0,92 |
Волинська | 0,55 | 0,45 | 0,50 | 0,51 |
Дніпропетровська | 4,95 | 4,03 | 3,98 | 3,96 |
Донецька | 4,17 | 2,24 | 1,80 | 1,89 |
Житомирська | 0,81 | 0,67 | 0,72 | 0,70 |
Закарпатська | 0,54 | 0,49 | 0,49 | 0,49 |
Запорізька | 1,46 | 1,27 | 1,25 | 1,19 |
Івано-Франківська | 0,81 | 0,66 | 0,76 | 0,70 |
Київська | 2,40 | 1,95 | 1,79 | 1.75 |
м. Київ | 2,73 | 2,49 | 2,49 | 2.23 |
Кіровоградська | 0,53 | 0,45 | 0,47 | 0,43 |
АР Крим | 0,50 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
Луганська | 1,77 | 0,59 | 0,56 | 0,53 |
Львівська | 1,74 | 1,57 | 1,70 | 1,68 |
Миколаївська | 1,10 | 0,99 | 1,01 | 1,02 |
Одеська | 2,25 | 2,34 | 1,63 | 1,27 |
Полтавська | 1,93 | 1,59 | 1,53 | 1,46 |
Рівненська | 1,00 | 0,86 | 0,80 | 0,61 |
Сумська | 0,95 | 0,79 | 0,89 | 0,70 |
Тернопільська | 0,77 | 0,62 | 0,71 | 0,71 |
Харківська | 2,78 | 2,39 | 2,34 | 2,23 |
Херсонська | 0,52 | 0,44 | 0,44 | 0,41 |
Хмельницька | 0,89 | 0,71 | 0,76 | 0,77 |
Черкаська | 2,00 | 1,59 | 1,79 | 1,21 |
Чернігівська | 0,75 | 0,64 | 0,67 | 0,37 |
Чернівецька | 0,44 | 0,36 | 0,38 | 0,60 |
5. На малюнку нижче зображений графік зміни пікового добового споживання природного газу за останні чотири опалювальні сезони. У 2015 та 2016 роках пік споживання припав на початок січня (08 та 04 січня відповідно) в той час, як у 2017 та 2018 роках найбільше природного газу споживалось у лютому (09 та 27 лютого відповідно).
6. У 2017 році частка споживання природного газу споживачами, визначеними підпунктами 2, 3 пункту 1 глави 2 розділу I Правил про безпеку постачання природного газу (далі - Правила), у загальному обсязі споживання природного газу в Україні становила 22,6 % включно з 3,8 % споживання газу виробниками теплової енергії для потреб промисловості (враховуючи технічну неможливість обмежити/припинити газопостачання для цього виду виробництва теплової енергії, окремо від інших видів).
З огляду на це, оцінка ризиків щодо безпеки постачання природного газу на опалювальний сезон 2018/2019 років відповідно до Правил здійснюється з урахуванням припущення, що прогнозований обсяг споживання природного газу захищеними споживачами, визначеними підпунктами 2, 3 пункту 1 глави 2 розділу I Правил, складає 20 % від загального прогнозованого обсягу споживання природного газу в Україні.
1. Більшість природного газу з РФ продовжує надходити споживачам ЄС територією України, незважаючи на стратегію РФ щодо будівництва та широкого використання обхідних шляхів його доставки в Європу. У 2017 році обсяг природного газу, протранспортованого територією України від точок входу на кордоні з РФ до точок виходу на кордоні з ЄС, склав 93,5 млрд куб. м, що є більшим за показником 2012-2017 років.
Динаміка обсягів транзиту російського природного газу територією України до країн ЄС, СНД (Молдови) та Туреччини зображена нижче (у млрд куб. м):
Джерело: НАК "Нафтогаз України"
Керівник експертної |
|
{Додаток 1 в редакції Наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
ЗВІТ
суб’єкта ринку природного газу
І. Виконання Стандартів 1, 2 і 3
Прізвище, ім’я, по батькові/ найменування суб’єкта ринку природного газу, реєстраційний номер облікової картки платника податків або серія та номер паспорта (для фізичних осіб, які через свої релігійні переконання відмовляються від прийняття реєстраційного номера облікової картки платника податків та повідомили про це відповідний контролюючий орган і мають відмітку у паспорті)/ідентифікаційний код згідно з ЄДРПОУ | Внутрішній документ, що передбачає заходи на виконання Стандартів 1, 2 і 3 | Стан виконання заходів на виконання Стандартів 1, 2 і 3 |
ІІ. Виконання превентивних заходів
Прізвище, ім’я, по батькові/ найменування суб’єкта ринку природного газу, реєстраційний номер облікової картки платника податків або серія та номер паспорта (для фізичних осіб, які через свої релігійні переконання відмовляються від прийняття реєстраційного номера облікової картки платника податків та повідомили про це відповідний контролюючий орган і мають відмітку у паспорті)/ідентифікаційний код згідно з ЄДРПОУ | Внутрішній документ, що визначає превентивні заходи | Стан виконання превентивних заходів |
ПОГОДЖЕНО ___ ____________ 20__ р. | ЗАТВЕРДЖУЮ |
ПЕРЕЛІК
споживачів природного газу, що знаходяться на території
_______________________________________________________,
(область, район Автономної Республіки Крим, місто Київ, місто Севастополь)
постачання природного газу яким буде припинено (обмежено) у разі оголошення кризової ситуації рівня надзвичайної ситуації
№ з/п | № з/п в групі | Приналежність споживача до групи | Споживач (інформація про побутових споживачів зазначається сумарно в одному рядку по кожному населеному пункту) | Найменування суб'єкта, до системи якого приєднаний споживач | Назва населеного пункту, на території якого розташований споживач | Назва ГРС | EIC-код споживача (крім побутових споживачів) | Середній обсяг споживання природного газу протягом доби за минулий опалювальний сезон (у млн куб. м) | Технологічний мінімум споживання природного газу (якщо застосовується) (у млн куб. м) | Час, необхідний для зменшення споживання природного газу до технологічного мінімуму у разі настання кризової ситуації рівня надзвичайної ситуації, год | Приналежність споживача до категорії захищеного споживача (позначити Х) |
1 | 1 | I |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 | 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
3 | 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
4 | 4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
Загальний середній обсяг споживання природного газу протягом доби за групою I: | |||||||||||
5 | 1 | II |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 | 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
7 | 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
8 | 4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
Загальний середній обсяг споживання природного газу протягом доби за групою II: | |||||||||||
9 | 1 | III |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 | 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
11 | 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
12 | 4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
Загальний середній обсяг споживання природного газу протягом доби за групою III: | |||||||||||
13 | 1 | IV |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14 | 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
15 | 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
16 | 4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
Загальний середній обсяг споживання природного газу протягом доби за групою IV: | |||||||||||
17 | 1 | V |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18 | 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
19 | 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
20 | 4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
Загальний середній обсяг споживання природного газу протягом доби за групою V: | |||||||||||
Загальний середній обсяг споживання природного газу протягом доби за всіма групами: | |||||||||||
{Правила доповнено новим Додатком 3 згідно з Наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості № 591 від 23.11.2018}
